Способ внутрискважинной деэмуль-сации нефти

Способ внутрискважинной деэмуль-сации нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

ОП ИСАНИЕ

ИЗЬБРЕТЕН ИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советскик

Социалистические

Рес ублик

| 648598 (61) Дополнительное к авт. свид-ву (22)Заявлено 27.07.79 (21) 2801636/22-03 (51)M. Кл. с присоединением заявки ¹

Е 21 В 43/00

Веударстеенный ка|еитет

СССР пе делен иеебретеннй и открытей (23) Приоритет д, Опубликовано 23.07.81, Бюллетень № 27. (53) УДК 622.245 °. 5 (088. 8) Дата опубликования описания 30.07.81

t (:<. ь „ . .,", . - |

t

О.М.Юсупов, М.Д.Валеев, Ф.А.Гарипов, Л.К.

P.À.Ìàìëååâ,. P.Ñ.Õàêèìîâ и А.Ш.Сыртланов (72) Авторы изобретения

| ский

Башкирский государственный научно-исследо и проектный институт нефтяной промьппленности (7I ) Заявитель (54) СПОСОБ ВНУТРИСКВАЖИННОЙ ДЕЭМУЛЬСАЦИИ . . НЕФТИ

Изобретение относится к способай добычи обводненных нефтей, а также к обработке их в эксплуатационных скважинах.

При разработке нефтяных месторождений попутно с нефтью иэ эксплуатационных скважин добывается пластовая вода„ которая, смешиваясь с, нефтью, образует высоковязкие эмульсии. Образование таких эмульсий происходит в самих скважинах вследствие .интенсивного перемешивания водонефтяных смесей в подземном оборудовании. Подьем высоковязких эмульсий (обычно обратного типа) ца дневную поверхность, их транспорт по внутрипромысловой системе сбора и последующее разрушение сопряжены с известными трудностями и потому требуют значительных капиталовложений и эксплуатационных затрат в про" мысловом хозяйстве.

Основным способом борьбы с образованием нефтяных эмульсий является ввод в жидкость поверхностно-актив. ных веществ (ПАВ), способствующих разрушению бронирующих оболочек на

-каплях воды и расслоению эмульсий.

Ввод реагентов-деэмульгаторов осу5 ществляют непосредственно в эксплуатационную скважину, в которой,в силу достаточно высоких температур, деэмульсация нефти наиболее эффективHcl °

Известен способ внутрискважинной деэмульсации нефти различными химическими реагентами, включающий подачу реагента в продукцию скважины fl) .

Недостаток способа заключается в том, что доставка реагентов в скважину требует реализации различных конструктивньпс решений насосов-дозаторов (глубинных или поверхностных), установка которых усложняет эксплу- атацию и. Увеличивает объем рабочего обслуживания скважины в целом.

Наиболее близким к предлагаемому является способ внутрискважинной

3 8485 деэмульсации нефти, включающий запол" некие затрубного пространства скважины реагентом, подачу последнего в поступающую из пласта нефть и подъем обработанной реагентом нефти по наS сосно-компрессорным трубам t 2).

Недостатки способа заключаются в его сложности за счет необходимости размещения на поверхности емкости для реагента, который при отрицательных температурах замерзает, что приводит к прекращению подачи реагента,, а также в перерасходе реагента; расход которого не контролируется.

Цель изобретения — упрощение способа и экономия реагента, при плотно.сти реагента выше плотности нефти.

Поставленная цель достигается тем, что часть поднятой по насосно-компрес/ 20 сорным трубам нефти, обработанной реагентом, подают в затрубное пространство. На.чертеже представлена схема осуществления предлагаемого способа.

В обводненных скважинах ниже приема насоса 1 всегда находится столб воды, который накапливается по мере поступления воды в скважину из продуктивного пласта. Выше приема насоса располагается "мертвая" нефть.

Через задвижку 2 в затрубное про-. странство заливают раствор реагентадеэмульгатора маслорастворимого типа,. удельный вес которого не превышает удельный вес затрубной нефти. Раствор смешивается с "мертвой" нефтью в силу наличия диффузионных процессов в жидкостях. Кроме того, смешению нефти и реагента способствуют некоторые колебания уровня затрубной нефти вследствие специфики работы скважины и насосного агрегата. После подачи реагента создают утечку нефти, обработанной реагентом из насосных труб 3 в затрубное пространство

4. К примеру, утечку можно создать частичным приоткрытием;клапана 5, разобщающего полости насосных и обсадных труб.

Э

Нефть, обработанная реагентом, стекая вниз, насыщается дополнительно реагентом и попадает на прием насоса, доставляя таким образом поверхностно-активное вещество в добываемую продукцию.

Учитывая воэможность заливки больmoro объема реагента в затрубное пространство и незначительный его:.рас-.

98 ф ход, уносимый каплями утечек, период между обработками скважины может быть достаточно продолжительным (например 2-3 мес.).

Добываемая нефть, обработанная реагентом, на подходе к устью скважины всегда имеет положительную температуру, способствующую сохранению утечки даже при низких температурах окружающей среды.

Уровень дозировки деэмульгатора в добываемую среду контролируется по отстою жидкости, отобранной на. устье скважины. Утечку нефти, обработанной реагентом, увеличивают до тех пор, пока не произойдет полный отстой водной фазы продукции пласта в поверхностных условиях. После достижения этого запорный элемент клапана 5 оставляют в фиксированном положении.

Пример. Проводят деэмульсацию нефти в скважине, оборудованной штанговым насосом. Дебит скважины составляет 38 мЪ/сут, а обводненность

55 . Скважина продуцирует вязкую и стойкую эмульсию.

Деэмульгатор R-11 растворяют в изонропиловом спирте и заливают в скважину в объеме 0,67 м . После этого отворачивают запорный элемент клапана на 0,5 оборота. Через 1 сут в отбираемой пробе нефти, обработанной реагентом, наблюдается отстой воды. Из общего содержания воды в продукции отстаивается 677. Остальное количество воды остается в нефти в виде мелких тонкодисперсных капель. Далее увеличивают утечку отворотом запорного элемента еще на

0,25 оборота. Через 2 сут начинает отстаиваться до 79Х воды от ее общего объема. Однако, происходит падение дебита скважины более, чем на

20Х, .Поэтому клапан. возвращают во второе положение, после чего через

1,5 сут дебит восстанавливается. Расслоение фаэ водонефтяных эмуль сий на поверхности скважины наблюдается в течение 34 дней. В дальнейшем происходит постепенное снижение эффекта, вплоть до появления вязких эмульсий, свидетельствующих об истощении реагента в затрубной жидкости.

Ф

Применение предлагаемого способа позволяет уменьшить расход реагента и упрощает обслуживание скважины.

848598 4 той по насосно-компрессорным трубам нефти, обработанной реагентом, no" дают в затрубное пространство.

Формула изобретения

Способ внутрискважинной деэмульсации нефти, включающий заполнение затрубного пространства скважины реагентом, подачу последнего в поступающую из пласта нефть и подъем обработанной реагентом нефти по насосно-компрессорным трубам, о т— л и ч а ю шийся тем, что, с целью упрощения способа и экономии реагента, плотность которого не выще плотности нефти, часть подняИсточники информации, принятые во внимание при экспертизе

1 Патент США 9 3104716, кл. !66-165, 1963.

2-. Валиханов А.В. и др. Вопросы

1р подъема обводнений и безводной нефти фонтанным и насосным способами.

Казань, Таткнигоиздат, 1971, с. !34, 135 (прототип).

ВНИИПИ Заказ 6030/33

Тираж 627 Подписное

Филиал ППП "Патент", г. ужгород, ул, Проектная,4